（一）獨立儲能電站

1.納入范圍：以獨立身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，容量為 10MW/1 小時及以上的新型儲能電站，不受接入位置限制。考慮到獨立儲能運行成本較高，鼓勵小容量且分散的儲能聚合成為直控型聚合平臺（含負荷聚合商、虛擬電廠等形式）。

2.獨立儲能電站參照煤機深度調峰第二檔的補償標準（以廣東為例，儲能深度調峰補償標準為約為 0.792 元/千瓦時，較 2020 年版提高 0.292 元/千瓦時）；其他輔助服務如一次調頻、AGC、無功調節等品種采用與常規機組一致補償標準。

（二）直控型可調節負荷

1.納入范圍：直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，容量不小于 30MW，最大調節能力不小于10MW，持續時間不少于 1 小時的直控型可調節負荷。考慮可調節負荷運行及控制成本，鼓勵多個電力用戶通過平臺成為大容量直控型聚合平臺。

2.直控型可調節負荷參與調峰（削峰）輔助服務補償標準按照煤電第二檔深度調峰 2 倍執行；直控型可調節負荷參與調峰（填谷）輔助服務補償標準按照煤機調峰第二檔的補償標準執行；其他輔助服務如一次調頻、APC 等采用與常規機組一致補償標準。

（三）抽水蓄能

1.根據國家文件要求，將抽水蓄能納入“兩個細則”管理。

2.考慮抽水蓄能實際情況，抽水蓄能電站電價機制尚未完全理順之前，抽水蓄能電站的抽發累計利用小時數與抽水利用小時數均達到規定利用小時數門檻后，方可獲得輔助服務補償，未超過規定利用小時數前為義務提供。

（四）地調調管主體

納入范圍：地市級電力調度機構直接調度的容量為10MW 及以上火電、水電、風電、光伏發電、光熱發電、自備電廠等。

（一）增加穩定切機、切負荷輔助服務品種

1.納入范圍：初期，納入部分影響南方區域全局性安全穩定的穩定切機、切負荷服務納入輔助服務補償試點。

2.試點起步階段，穩定切機、切負荷服務能力費用僅補償穩控裝置運行維護費用；穩定切機使用費僅補償切機后的機組啟動費用，穩定切負荷使用費參照需求側響應給與補償。

（二）增加轉動慣量輔助服務品種

考慮系統整體慣量與新能源消納的矛盾關系，在非同步電源滲透率較高時，對可在低負荷率運行的火電、水電機組給與慣量補償。

（三）增加調相輔助服務品種

1.根據調度機構測算，未來三年南方區域暫無同步調相機建設需求。但隨著新能源建設的加速，未來存在調壓困難的可能，提前制定調相輔助服務補償機制。

2.起步階段，調相輔助服務補償標準參照遲相無功調節輔助服務補償，僅補償提供服務的同步調相機提供無功支撐的相關成本。

（四）增加爬坡輔助服務品種

目前調頻和備用輔助服務基本能夠覆蓋爬坡輔助服務需求，增加爬坡輔助服務定義及補償框架性原則。

（一）建立用戶參與輔助服務分擔共享機制

1.分擔共享原則：根據“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則，為電力系統運行整體服務的電力輔助服務，補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤；為特定并網主體或電力用戶服務的電力輔助服務，補償費用由相關并網主體或電力用戶分攤。

2.爬坡補償費用由風電、光伏發電承擔，直控型可調節負荷參與的調峰（削峰）補償費用由市場化電力用戶按當月實際用電量進行分攤，其他品種補償費用由發電側并網主體和市場化電力用戶側按照各 50%比例共同分攤。

（二）重新劃分基本輔助服務和有償輔助服務

1.保留基本輔助服務品種，包含基本一次調頻、基本調峰、基本無功調節。

2.考慮系統運行需要，將一次調頻由基本輔助服務（無償）變更為“基本+有償”輔助服務模式，對一次調頻調節超出一定門檻的機組給予補償。

（三）完善跨省跨區配套機組補償和分攤機制

跨省跨區送電配套電源機組均應納入電力輔助服務管理，不重復參與送、受兩端電力輔助服務管理；參與國家指令性計劃、地方政府協議以及跨省跨區市場化交易的送電發電機組按照同一標準和要求參與電力輔助服務管理。

（一）完善非停考核規定和算法

1.提高考核力度。在電網保供電時期或在全省或地區局部存在電力供應缺口期間，非停按 2 倍計算考核；在上述時期內，發現存在保供不力、惡意非停、虛報瞞報機組運行信息等行為的機組，非停按 5 倍計算考核。

2.建立考核費用專項返還機制。對當月超出原標準部分的非計劃停運考核費用（即原標準 1 倍以上的考核費用）單獨進行平衡結算。按照電廠對系統運行的貢獻度分檔獎勵返還。

3.建立現貨市場運行的地區考核單價與現貨價格接軌的機制。開展現貨結算運行區域的市場化機組非計劃停運期間以所在節點非停時段實時電價的算數平均值作為考核單價，其他時段以所在結算省（區）上一年平均上網電價作為考核單價；非市場化機組或未開展現貨結算運行區域的機組以所在結算省（區）上一年平均上網電價作為考核單價。

（二）提高調峰輔助服務補償標準

為進一步鼓勵煤電機組進行靈活性改造，提高系統調節能力，進一步提高深度調峰補償力度，并增加 30%以下檔位。以廣東煤電為例（其他省區均有提高）：

第一檔：煤電機組出力 40%-50%，補償標準由 66 元/兆瓦時提高至 99 元/兆瓦時；第二檔：煤電機組出力 30%-40%，補償標準由 132 元/兆瓦時提高至 792 元/兆瓦時；第三檔（新增）：煤電機組出力 30%以下：補償標準 1188 元/兆瓦時。

（三）提高旋轉備用輔助服務補償標準

為保障電力供應能力，提高系統運行裕度，進一步提高旋轉備用補償標準。以廣東煤電為例（其他省區均有提高）：補償標準由 22 元/兆瓦時提高至 33 元/兆瓦時。

（四）降低冷備用輔助服務補償標準

以廣東、廣西、海南煤電為例，冷備用補償標準均降低至 5 元/兆瓦時。

（五）完善風電、光伏發電考核補償規定，適應新型電力系統建設需要，修訂風電、光伏電站納入“兩個細則”補償及考核門檻，完善風電、光伏電站新能源消納數據統計報送要求，完善風電、光伏電站涉網試驗要求，增加風電、光伏電站功率波動或寬頻振蕩考核，修訂完善風電、光伏電站功率預測考核。

五、優化考核返還和輔助服務補償機制

（一）輔助服務品種單獨開展結算，考核費用納入對應輔助服務一起結算；部分考核品種單獨結算（主要有非停、發電計劃等）。

（二）不具備調節能力或不具備參與考核條件的并網主體也不參與相關考核資金返還。如地調機組不具備參與一次調頻、AGC 無功調節等能力的，不參與相應考核費用返還；新能源不具備 AGC、調峰、執行發電計劃等能力，不參與相應考核費用返還；核電當月一次調頻未動作，不參與當月的一次調頻考核費用返還。

六、建立考核補償有關條款和標準優化調整機制隨著南方區域新型電力系統建設和快速發展，電源結

構、負荷特性和穩定運行特征正在發生深刻變化，電力并網運行及輔助服務管理必須適應這一形勢發展和快速變化。電力調度機構應定期組織第三方專業機構評估“兩個細則”執行情況和效果，并在征求相關并網主體意見后，可向能源監管機構提出相關優化調整建議。能源監管機構根據有關建議和實際情況需要及時調整和完善有關條款及考核標準。

七、建立健全信息披露、報送和監督管理機制

（一）健全信息披露和報送機制

明確了電力調度機構和電力交易機構作為信息披露主體的職責，明確了披露原則、內容和時限要求；明確了電力調度機構開展并網運行和輔助服務管理過程中的報送要求。

（二）建立健全對規則執行情況的監督管理機制

1.建立常態化分級監督管理機制。要求南網總調、廣州電力交易中心作為區域電力調度、交易機構每年對規則執行情況進行自查自糾并將自查情況報送區域能源監管機構；要求南網總調、廣州電力交易中心每年對省級電力調度、交易機構對規則執行情況進行考核評價并將評價結果報送相關能源監管機構；要求各省級電力調度機構對地市級電力調度機構規則執行情況加強評價和管理。能源監管機構結合有關單位自查和評價情況采取約談、通報和責令整改等監管措施。

2.建立不定期專項督查和監管機制。能源監管機構結合實際情況和相關問題線索，重點圍繞考核豁免、電費結算、運行管理、安全管理以及新型主體并網等方面，不定期組織對電網企業、電力調度機構、電力交易機構和并網主體執行本細則情況開展專項督查和監管。能源監管機構視情況需要組織第三方專業機構對“兩個細則”及輔助服務市場技術支持系統中有關算法、功能與本規則一致性進行核查。

為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準確全面貫徹新發展理念，做好碳達峰、碳中和工作，構建新型電力系統， 深化電力體制改革，持續推動能源高質量發展，保障廣東、廣西、 云南、貴州、海南五省（區）電力系統安全、優質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷儲協調發展，維護社會公共利益和電力投資者、經營者、使用者的合法權益，根據《中華人民共和國電力法》《電力監管條例》《電力并網運行管理規定》《電力輔助服務管理辦法》等法律法規、政策文件及技術標準，南方監管局會同云南、貴州能源監管辦組織編制了《南方區域電力并網運行管理實施細則》《南方區域電力輔助服務管理實施細則》及相關專項實施細則（簡稱南方區域“兩個細則”），現向社會公開征求意見。意見建議請于2022年4月22日前反饋。

附件1：南方區域電力并網運行管理實施細則（征求意見稿）.pdf

附件2：南方區域電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）.pdf

附件3：南方區域風電并網運行及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）.pdf

附件4：南方區域光伏發電并網運行及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）.pdf

附件5：南方區域新型儲能并網運行及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）.pdf

附件6：南方區域可調節負荷并網運行及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）.pdf

附件7：編制說明.pdf